許 鋒，姚約東，吳承美，許 章，張金風，趙國翔

（1.中國石油新疆油田分公司吉慶油田作業(yè)區(qū)，新疆吉木薩爾 831700；2.油氣資源與探測國家重點實驗室（中國石油大學（北京）），北京 102249）

吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油藏采用密切割體積壓裂后燜井開采，有效縮短了見油時間，降低了開井初期含水率，說明密切割體積壓裂后合理的燜井時間可改善致密油開發(fā)效果[1-5]。但致密油藏壓裂后燜井中溫度會對儲層造成傷害，對滲吸效率產(chǎn)生影響。

目前，國內(nèi)外對致密油藏自發(fā)滲吸機理及滲吸驅(qū)油機理的研究，主要集中在理論研究與實驗研究方面[6-17]，例如：J.S.Aronofsky 等人[8]建立了自發(fā)滲吸經(jīng)驗模型，利用該模型可描述自發(fā)滲吸效率隨滲吸時間的變化特征；C.C.Mattax 等人[16]綜合考慮了滲吸實驗中流體性質(zhì)（界面張力、黏度）和巖心參數(shù)（孔隙度、滲透率）對滲吸效率的影響，提出了MK自吸采收率標定方程，并且定義了無因次自吸時間；王家祿等人[18]通過動態(tài)滲吸實驗，研究了驅(qū)替速度、油水黏度比、潤濕性、初始含水飽和度等對滲吸效果的影響；許建紅等人[19]通過自發(fā)滲吸實驗，研究了不同滲透率級別的低滲透裂縫性油藏巖心滲吸驅(qū)油機理；李愛芬等人[20]利用低滲透巖心，進行了裂縫性油藏自發(fā)滲吸實驗研究；周德勝等人[21]研究了不同參數(shù)條件下致密砂巖儲層滲吸穩(wěn)定時間及不同因素對滲吸穩(wěn)定時間的影響。但是，現(xiàn)有研究均未考慮致密油藏壓裂過程中溫度對儲層的傷害以及壓裂后燜井過程中的滲吸機理，因此有必要研究溫度對致密油藏滲吸機理的影響。

為此，本文分析了吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油藏壓裂后燜井過程中的溫度變化特征，結(jié)合致密油藏開采特點，開展了不同油藏溫度、壓力及燜井時間條件下的致密油藏滲吸物理模擬實驗，分析了溫度對滲吸效果的影響，揭示了致密油藏密切割體積壓裂后燜井過程中的滲吸機理。

1 壓裂后燜井溫度變化特征

吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油藏受斷層—地層控制，無邊底水，為大面積分布的源儲一體油藏。二疊系蘆草溝組致密油藏中部埋深3240 m，中部溫度92.63 ℃，中部地層壓力40.84 MPa。

1.1 典型井壓力及溫度檢測

吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油藏天然邊底水不發(fā)育，因此可認為致密油藏壓裂后燜井過程中溫度的改變均由壓裂液引起。將壓力計下入井下，監(jiān)測壓力、溫度變化情況，錄取壓力梯度及溫度梯度資料。燜井監(jiān)測期間，井底溫度由77.76 ℃逐漸恢復到92.87 ℃，壓力和溫度測試結(jié)果如圖1 所示。

1.2 壓裂后燜井溫度變化特征

燜井監(jiān)測期間，溫度上升了15.11 ℃，溫度上升速率由開始的5.11 ℃/d 逐漸下降至0.47 ℃/d，溫度上升速率呈逐漸下降的趨勢；壓力下降速率由開始的1.35 MPa/d 下降到0.23 MPa/d，壓力下降速率也呈逐漸下降趨勢。由于該井壓裂施工早期沒有進行溫度測試，利用現(xiàn)有溫度測試數(shù)據(jù)進行了非線性回歸，預測出早期階段的溫度變化特征：壓裂結(jié)束時，測溫點的溫度約為36.0 ℃（見圖1）。分析認為，燜井過程中壓裂液吸收油層中的熱能，導致壓裂液溫度升高；油層釋放熱能后溫度下降。熱能交換過程中，基于滲吸機理發(fā)生的流體交換導致油層壓力發(fā)生變化。同時，溫度對原油黏度影響較大，而吉木薩爾致密油黏度較高，50 ℃條件下致密油黏度為17.78～883.62 mPa·s，由低溫壓裂液引起的儲層溫度變化將顯著影響致密油滲流能力。

圖1 燜井期間壓力和溫度變化曲線Fig.1 Pressure and temperature variation curves during soaking

2 儲層巖心滲吸實驗方法

2.1 實驗設備及實驗材料

實驗設備包括GZCKC-1 型高溫高壓致密巖心滲吸實驗裝置、高溫高壓飽和裝置、PDP-200 滲透率測試儀（精度0.00001～10 mD）、QY-2 型巖心切樣機、電子天平（精度0.0001g）、游標卡尺、廣口瓶和漏斗等。

實驗巖心為吉木薩爾凹陷蘆草溝組天然致密油藏巖心，直徑2.41～2.50 cm，長度5.5～7.0 cm。實驗滲吸液為吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油藏現(xiàn)場滲吸液。實驗用油為吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油藏地層原油，50 ℃下原油黏度平均為50.27 mPa·s。

2.2 實驗過程

巖心處理過程為：巖心精加工—清洗—烘干—測量巖心基本參數(shù)（尺寸、孔隙度、氣測滲透率）—抽真空飽和地層原油—熱滾，浸泡在模擬油中待用。現(xiàn)場取得的實驗滲吸液含有大量雜質(zhì)，為了降低滲吸實驗過程中雜質(zhì)對巖心及管線的影響，對實驗流體進行了過濾處理。

高溫高壓致密巖心滲吸實驗裝置如圖2 所示，主要實驗步驟如下：

1）巖心精加工、清洗、烘干后進行稱重，并測量每塊巖心的直徑、長度、氣測滲透率和孔隙度。

2）將巖心放入高溫高壓抽真空飽和裝置，先抽真空24 h 以上，然后將恒溫箱溫度設定為90 ℃，加壓至30 MPa，巖心飽和地層原油。

3）將飽和原油的巖心取出放入原油中，在恒溫箱中老化4 d。

4）將老化后的巖心放置于巖心夾持器中，打開閥C，關閉閥B 和閥A，對夾持器系統(tǒng)進行抽空，以除去其中的氣體，避免影響滲吸實驗結(jié)果。

5）打開閥A，關閉閥B 和閥C，調(diào)節(jié)恒溫箱溫度，然后向巖心注入滲吸液，入口端壓力達到設定壓力值時停止注入，并關閉閥A，開始實驗。

6）達到設定時間后關閉閥A，打開閥C，進行返排，返排結(jié)束后取出巖心，對巖心稱重，計算滲吸量。

7）更換巖心，調(diào)節(jié)設計溫度和壓力，重復以上步驟，進行下一組實驗。

圖2 GZCKC-1 型高溫高壓致密巖心滲吸實驗裝置Fig.2 GZCKC-1 HTHP imbibition experimental apparatus for tight cores

3 實驗結(jié)果分析

3.1 實驗數(shù)據(jù)處理

滲吸過程中，滲吸液會置換出巖心內(nèi)部的地層原油，由于水的密度大于油的密度，巖心的質(zhì)量會不斷增加，因此滲吸過程中的滲吸效率、單位面積滲吸油量和單位面積飽和油量可以分別表示如下：

滲吸效率為

單位面積滲吸油量為

單位面積飽和油量為

式中：m0為未飽和巖心質(zhì)量，g；m1為飽和原油后巖心的質(zhì)量，g；m2為滲吸結(jié)束后巖心的質(zhì)量，g；ρw為滲吸液密度，g/cm3；ρo為地層原油密度，g/cm3；D為巖心直徑，cm；R為滲吸效率；P為單位面積滲吸油量，g/cm2；Q為單位面積飽和油量，g/cm2。

3.2 溫度對滲吸效率的影響

選取物性相近的巖心，開展不同溫度下的巖心滲吸實驗。根據(jù)記錄的實驗數(shù)據(jù)，根據(jù)巖心質(zhì)量的變化計算出每一組巖心的滲吸效率，得到不同溫度條件下吉木薩爾致密油藏巖心的滲吸效率，實驗結(jié)果見表1。

表1 溫度對致密油藏巖心滲吸效率的影響Table 1 Effect of temperature on the imbibition efficiency of cores from tight oil reservoir

由表1 可知：滲吸效率隨著溫度升高而增大，且溫度低于95 ℃時滲吸效率隨溫度升高增大較快；溫度高于95 ℃時滲吸效率增大相對較慢，溫度從95 ℃上升到103 ℃時滲吸效率僅增加0.40 百分點。實驗結(jié)果表明：實驗溫度高于地層溫度時，溫度上升對滲吸效率影響較小；實驗溫度低于地層溫度時，溫度對滲吸效率的影響較大，溫度越低，對滲吸效率影響越大。

吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油藏原油黏度-溫度關系曲線如圖3 所示。由圖3 可知，溫度對地層原油黏度影響較大，隨著溫度升高，原油黏度逐漸降低，當溫度高于80 ℃時，溫度對原油黏度的影響變??；溫度從80 ℃逐漸升高到87，95，103 和110 ℃時，對應的滲吸效率分別為11.30%，13.40%，13.80%和14.10%（見表1），即隨著溫度上升，滲吸效率逐漸升高，但升高的幅度逐漸減緩，這與原油黏度隨溫度的變化規(guī)律相似。

圖3 地層原油的黏度-溫度關系曲線Fig.3 Relation curve between viscosity and temperature of crude oil

從熱力學和動力學角度分析認為，隨著溫度的升高，原油吸收的熱能轉(zhuǎn)化為分子間動能，分子間活躍性增強，宏觀表現(xiàn)為黏度降低，結(jié)果為地層原油的流動性變好，流動阻力降低，提高了地層原油的流動能力，從而促進滲吸的發(fā)生；從熱膨脹的角度分析認為，隨著溫度升高，巖心基質(zhì)受熱膨脹導致巖心孔隙變小，滲吸過程中作為主要動力的毛細管力和巖心的彈性能量增大，且?guī)r心中飽和的地層原油受熱膨脹，在巖心的擠壓下開始向外流動，促進原油析出。

實驗研究了不同溫度下的單位面積滲吸油量與單位面積飽和油量，結(jié)果如表2 所示。由表2 可知，巖心單位面積滲吸油量與單位面積飽和油量呈正相關關系，單位面積飽和油量越大，發(fā)生滲吸的油量越大。

表2 不同溫度條件下單位面積滲吸油量與單位面積飽和油量的關系Table 2 Relationship between the imbibition amount and the saturated oil mass per unit area at different temperature conditions

3.3 溫度對滲吸時間的影響

選取4 塊物性相近的巖心，分別在溫度65 和110 ℃條件下進行不同滲吸時間的巖心滲吸實驗，結(jié)果如表3 所示。

表3 不同時間不同溫度下的巖心滲吸效率Table 3 Imbibition efficiencies at different time and temperature conditions of core

從表3 可以看出，溫度65 ℃時，滲吸288.20 h的滲吸效率明顯高于滲吸144.50 h 的滲吸效率，說明滲吸6 d 后滲吸過程還未結(jié)束，仍有較大的滲吸潛力；溫度110 ℃時，巖心滲吸71.20 h 和144.24 h的滲吸效率比較接近，表明滲吸3 d 已基本完成滲吸過程。此外，從表3 還可以看出，溫度110 ℃時的滲吸完成時間明顯小于65 ℃時的滲吸完成時間。分析認為，隨著溫度升高，原油黏度降低，導致滲吸阻力減小，巖心滲吸速度在毛細管力的作用下變快，能在更短時間內(nèi)完成滲吸過程。

綜上所述，由于不同溫度下分子間作用力、分子黏度變化及原油膨脹的影響，地層原油的流動性發(fā)生改變，導致溫度對滲吸效率和滲吸時間有明顯影響，主要表現(xiàn)在滲吸效率隨溫度升高而升高，滲吸所需時間大大縮短。

4 結(jié)論與建議

1）利用吉木薩爾凹陷蘆草溝組天然致密油藏巖心、地層原油和滲吸液，采用高溫高壓滲吸實驗裝置開展了燜井滲吸實驗，分析了不同溫度條件下的滲吸驅(qū)油機理，定量評價了溫度對滲吸驅(qū)油效果的影響。結(jié)果表明，溫度對致密油藏滲吸效率有顯著影響，為體積壓裂后優(yōu)化燜井開發(fā)方式提供了理論依據(jù)。

2）大液量密切割體積壓裂過程中，應考慮壓裂液溫度與地層溫度的差別，盡可能降低壓裂液對地層造成的冷傷害，以優(yōu)化壓裂開發(fā)效果，提高壓裂后燜井驅(qū)油效率。

3）本文采用吉木薩爾致密油藏巖心進行燜井過程中的滲吸模擬實驗，未考慮壓裂過程中壓裂液造成的冷傷害及儲層壓力的變化等因素，實驗結(jié)果具有一定局限性。

4）可參照本文技術思路與方法，進一步探索不同滲吸液體系、不同地層壓力條件下的滲吸驅(qū)油機理，為大液量密切割體積壓裂開發(fā)方案設計和施工參數(shù)優(yōu)化提供理論依據(jù)。